国家发展改革委等部门
关于整治虚拟货币“挖矿”活动的通知
各省、自治区、直辖市人民政府,新疆生产建设兵团:
为有效防范处置虚拟货币“挖矿”活动盲目无序发展带来的风险隐患,深入推进节能减排,助力如期实现碳达峰、碳中和目标,现就整治虚拟货币“挖矿”活动有关事项通知如下:
一、充分认识整治虚拟货币“挖矿”活动的重要意义
虚拟货币“挖矿”活动指通过专用“矿机”计算生产虚拟货币的过程,能源消耗和碳排放量大,对国民经济贡献度低,对产业发展、科技进步等带动作用有限,加之虚拟货币生产、交易环节衍生的风险越发突出,其盲目无序发展对推动经济社会高质量发展和节能减排带来不利影响。整治虚拟货币“挖矿”活动对促进我国产业结构优化、推动节能减排、如期实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。各地区、各部门和有关企业要高度重视,充分认识整治虚拟货币“挖矿”活动的必要性和重要性,切实把整治虚拟货币“挖矿”活动作为促进经济社会高质量发展的一项重要任务,进一步增强责任感和紧迫感,抓住关键环节,采取有效措施,全面整治虚拟货币“挖矿”活动,确保取得实际成效。
二、总体要求
(一)指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神,深入贯彻习近平生态文明思想,坚定不移贯彻新发展理念,按照“严密监测、严防风险、严禁增量、妥处存量”的总体思路,充分发挥各地区、各部门合力,加强虚拟货币“挖矿”活动上下游全产业链监管,严禁新增虚拟货币“挖矿”项目,加快存量项目有序退出,促进产业结构优化和助力碳达峰、碳中和目标如期实现。
(二)基本原则。
坚持分级负责。建立中央统筹、省负总责、市县落实的工作机制。中央统筹全国虚拟货币“挖矿”活动整治整体推进工作;省级政府对本区域范围的整治工作负总责,并压实市县政府落实责任,按照中央统一安排明确具体实施方案;市县政府按照中央部署和省级政府实施方案要求,细化落实举措,保证落实到位。
坚持分类处理。区分虚拟货币“挖矿”增量和存量项目。严禁投资建设增量项目,禁止以任何名义发展虚拟货币“挖矿”项目;加快有序退出存量项目,在保证平稳过渡的前提下,结合各地实际情况科学确定退出时间表和实施路径。
坚持依法依规。运用法治思维和法治方式全面推进虚拟货币“挖矿”活动整治工作,严格执行有关法律法规和规章制度,严肃查处整治各地违规虚拟货币“挖矿”活动。
坚持积极稳妥。在整治虚拟货币“挖矿”活动推进过程中,要积极作为、稳妥推进,既实现加快退出,又妥善化解矛盾纠纷,确保社会稳定。
三、全面梳理排查虚拟货币“挖矿”项目
(三)梳理排查存量项目。全面摸排本地已投产运行的虚拟货币“挖矿”项目,建立项目清单,对在运的虚拟货币“挖矿”项目逐一梳理所属企业、规模、算力、耗电量等基础数据,每周实时动态更新。对大数据产业园、高技术园区内是否存在虚拟货币“挖矿”活动进行全面排查,精准区分数据中心与虚拟货币“矿场”,保证本地虚拟货币“挖矿”排查工作不留空白。
(四)梳理排查在建新增项目。在虚拟货币“挖矿”项目前期工作各个环节中加大排查力度,对正在建设或准备建设的虚拟货币“挖矿”项目建立清单,逐一梳理所属企业、规模、算力、耗电量、计划投产时间等基础信息。在节能审查、用电报装申请等环节加大甄别力度,保证梳理排查数据真实全面。
(五)加强异常用电监测分析。进一步开展并网发电数据、异常用电数据分析,运用技术手段监测监控,加强数据中心用电大户现场检查。加大对除来水、调度等系统原因以外的并网电厂降负荷数据监控力度,防止公用并网电厂拉专线直供虚拟货币“挖矿”企业。对发现的非法供电行为,及时向有关监管部门报告。
四、严禁新增项目投资建设
(六)强化新增虚拟货币“挖矿”项目能耗双控约束。将严禁新增虚拟货币“挖矿”项目纳入能耗双控考核体系,严格落实地方政府能耗管控责任,对发现并查实新增虚拟货币“挖矿”项目的地区,在能耗双控考核中,按新增项目能耗量加倍计算能源消费量。
(七)将虚拟货币“挖矿”活动列为淘汰类产业。将“虚拟货币‘挖矿’活动”增补列入《产业结构调整指导目录(2019年本)》“淘汰类”。在增补列入前,将虚拟货币“挖矿”项目视同淘汰类产业处理,按照《国务院关于发布实施<促进产业结构调整暂行规定>的决定》(国发﹝2005﹞40号)有关规定禁止投资。
(八)严禁以数据中心名义开展虚拟货币“挖矿”活动。强化虚拟货币“挖矿”活动监管调查,明确区分“挖矿”与区块链、大数据、云计算等产业界限,引导相关企业发展资源消耗低、附加价值高的高技术产业,严禁利用数据中心开展虚拟货币“挖矿”活动,禁止以发展数字经济、战略性新兴产业等名义宣传、扩大虚拟货币“挖矿”项目。
(九)加强数据中心类企业信用监管。对数据中心类企业开展信用监管,实施信用承诺制,组织签署信用承诺书,自主承诺不参与虚拟货币“挖矿”活动。依托各级信用信息共享平台将企业承诺内容以及承诺履行情况纳入信用记录,作为事中事后监管依据。对不履行承诺的企业依法实施限制。
(十)严格限制虚拟货币“挖矿”企业用电报装和用能。禁止新增虚拟货币“挖矿”项目报装接电,严格用电报装业务审核,不得以任何名义向虚拟货币“挖矿”企业供电,在办申请的报装项目一律停止办理。严格落实电力业务许可制度,严禁以网前供电、拉专线等方式对新建虚拟货币“挖矿”项目的企业供电。加强用电报装业务监管,通过“双随机、一公开”等方式开展抽查核实。
(十一)严禁对新建虚拟货币“挖矿”项目提供财税金融支持。严禁地方政府、金融机构和非银行支付机构等以财税、金融等任何形式支持新建虚拟货币“挖矿”项目。对政府主导的产业园区,不允许引入新的虚拟货币“挖矿”项目。
五、加快存量项目有序退出
(十二)依法查处违法违规供电行为。加大行政执法工作力度,坚决杜绝发电企业特别是小水电企业向虚拟货币“挖矿”项目网前供电、专线直供电等行为。严禁虚拟货币“挖矿”企业以任何形式发展自备电厂供电。畅通12398能源监管投诉举报热线等各类渠道,严肃查处违法违规供电行为,并依法依规给予行政处罚。对已查实非法用电的虚拟货币“挖矿”企业依法采取停限电措施。
(十三)实行差别电价。将虚拟货币“挖矿”项目纳入差别电价政策实施范围,执行“淘汰类”企业电价,加价标准为每千瓦时0.30元,地方可根据实际情况进一步提高加价标准。及时更新虚拟货币“挖矿”项目名单,加强监督检查,确保差别电价政策严格执行到位,对虚拟货币“挖矿”企业及时足额收取加价电费。
(十四)不允许虚拟货币“挖矿”项目参与电力市场。加强电力市场秩序监管力度,对参与电力市场的企业用户加强甄别,不允许虚拟货币“挖矿”项目以任何名义参与电力市场,不允许虚拟货币“挖矿”项目以任何方式享受电力市场让利。已进入电力市场的虚拟货币“挖矿”项目需限期退出。
(十五)停止对虚拟货币“挖矿”项目的一切财税支持。对地方政府已经给予税费、房租、水电费等优惠政策的存量项目,要限期予以停止和取消。对虚拟货币“挖矿”项目及其所在园区,不允许地方政府给予财政补贴和税收优惠政策。
(十六)停止对虚拟货币“挖矿”项目提供金融服务。禁止各金融机构、非银行支付机构直接或间接为虚拟货币“挖矿”企业和项目提供金融服务和各种形式的授信支持,并采取措施收回已发放的贷款。严厉打击各类以虚拟货币“挖矿”名义开展的非法集资和非法发行证券活动。
(十七)按照《产业结构调整指导目录》规定限期淘汰。按照《产业结构调整指导目录》有关规定,采取有力措施对存量虚拟货币“挖矿”项目即行有序整改淘汰。对不按期淘汰的企业,要依据国家有关法律法规责令其停产或予以关闭。对违反规定者,依法追究相关责任。
六、保障措施
(十八)明确责任分工。发展改革部门会同金融、能源、工信、网信、财政、税务、市场监管等部门统筹推进对“挖矿”活动的整治工作。各地区要建立相应的协调推进机制,细化措施,确保任务落实到位。各地区、各有关部门要加强工作协同和信息共享,按照“中央统筹、省负总责、市县落实”的原则,切实推动虚拟货币“挖矿”活动整治工作。
(十九)形成监管合力。金融管理部门、网信部门加强对相关主体的监测分析和穿透式监管,对虚拟加密资产大数据监测平台等识别出的矿场定位到IP地址、具体企业和物理住所,并加强与相关监管部门的信息共享交流和数据交叉验证,形成全链条治理合力。能源监管机构要加大力度对违规供电项目和存在电力安全隐患项目进行查处,并对违反规定参与电力市场交易的行为进行监管。各地有关部门要建立联合工作机制,对虚拟货币“挖矿”和交易环节进行全链条治理。各地要建立完善举报平台,畅通全社会对虚拟货币“挖矿”项目的监督渠道。
(二十)强化督促落实。各地区要明确时间表、路线图,建立工作台账,强化工作落实,及时跟踪分析涉及本地区的相关政策措施实施进展及成效,确保各项工作措施做实做细、落实到位。国家相关部门要适时组织第三方机构对各地虚拟货币“挖矿”项目清理退出情况开展评估,并建立信息通报机制,及时通报各地工作进展。
国家发展改革委
中 央 宣 传 部
中 央 网 信 办
工业和信息化部
公 安 部
财 政 部
人 民 银 行
税 务 总 局
市场监管总局
银 保 监 会
国 家 能 源 局
2021年9月3日
中国光伏发电电价十三次调整过程
国家发改委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知(发改价格〔2021〕833号 )20210607
一、2021年起,对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目(以下简称“新建项目”),中央财政不再补贴,实行平价上网。
二、2021年新建项目上网电价,按当地燃煤发电基准价执行;新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价,以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。
三、2021年起,新核准(备案)海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定,具备条件的可通过竞争性配置方式形成,上网电价高于当地燃煤发电基准价的,基准价以内的部分由电网企业结算。
四、鼓励各地出台针对性扶持政策,支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。
本通知自2021年8月1日起执行。
国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知(发改价格〔2020〕511号 )20200331
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局,国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:
为充分发挥市场机制作用,引导光伏发电行业合理投资,推动光伏发电产业健康有序发展,现就2020年光伏发电上网电价政策有关问题通知如下。
一、对集中式光伏发电继续制定指导价。综合考虑2019年市场化竞价情况、技术进步等多方面因素,将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价,分别确定为每千瓦时0.35元(含税,下同)、0.4元、0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价),则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定,不得超过所在资源区指导价。
二、降低工商业分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元;采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目,市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价,且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。
三、降低户用分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。
四、符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站(含联村电站)的上网电价保持不变。
五、鼓励各地出台针对性扶持政策,支持光伏产业发展。
本通知自2020年6月1日起执行。
20190428发改价格〔2019〕761号-国家发改委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知
一、完善集中式光伏发电上网电价形成机制
(一)将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。综合考虑技术进步等多方面因素,将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元(含税,下同)、0.45元、0.55元。
(二)新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定,不得超过所在资源区指导价。市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
(三)国家能源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主,但尚未确定上网电价的集中式光伏电站(项目指标作废的除外),2019年6月30日(含)前并网的,上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号)规定执行;7月1日(含)后并网的,上网电价按照本通知规定的指导价执行。
(四)纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的村级光伏扶贫电站(含联村电站),对应的I~III类资源区上网电价保持不变,仍分别按照每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元执行。
二、适当降低新增分布式光伏发电补贴标准
(一)纳入2019年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式(即除户用以外的分布式)光伏发电项目,全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元;
采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目,市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价,且补贴标准不得超过每千瓦时0.10元。
(二)纳入2019年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。
(三)鼓励各地出台针对性扶持政策,支持光伏产业发展。
本通知自2019年7月1日起执行。
20181009发改能源〔2018〕1459号-关于2018年光伏发电有关事项说明的通知
一、今年5月31日(含)之前已备案、开工建设,且在今年6月30日(含)之前并网投运的合法合规的户用自然人分布式光伏发电项目,纳入国家认可规模管理范围,标杆上网电价和度电补贴标准保持不变。
二、已经纳入2017年及以前建设规模范围(含不限规模的省级区域)、且在今年6月30日(含)前并网投运的普通光伏电站项目,执行2017年光伏电站标杆上网电价,属竞争配置的项目,执行竞争配置时确定的上网电价。
20180531发改能源〔2018〕823号-关于2018年光伏发电有关事项的通知
(一)自发文之日起,新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元,I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元(含税)。
(二)自发文之日起,新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目,全电量度电补贴标准降低0.05元,即补贴标准调整为每千瓦时0.32元(含税)。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费。
(三)符合国家政策的村级光伏扶贫电站(0.5兆瓦及以下)标杆电价保持不变。
20171219发改价格规〔2017〕2196号-关于2018年光伏发电项目价格政策的通知
一、根据当前光伏产业技术进步和成本降低情况,降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价,Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元(含税)。自2019年起,纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。
二、2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目,全电量度电补贴标准降低0.05元,即补贴标准调整为每千瓦时0.37元(含税)。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费。
三、村级光伏扶贫电站(0.5兆瓦及以下)标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变。
20161226发改价格〔2016〕2729号-关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知
根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况,降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价,具体价格见附件1和附件2。2018年前如果新建陆上风电项目工程造价发生重大变化,国家可根据实际情况调整上述标杆电价。之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行。光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
20151222发改价格〔2015〕3044号-关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知
一、实行陆上风电、光伏发电(光伏电站,下同)上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。为使投资预期明确,陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价;光伏发电先确定2016年标杆电价,2017年以后的价格另行制定。具体标杆电价见附件一和附件二。
二、利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目,在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式;已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目,在用电负荷显著减少(含消失)或供用电关系无法履行的情况下,允许变更为“全额上网”模式。“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。选择“全额上网”模式,项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案,并不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。
三、陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
20130826发改价格〔2013〕1638号-关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知
对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策,电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税,下同),通过可再生能源发展基金予以支付,由电网企业转付;其中,分布式光伏发电系统自用有余上网的电量,由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。
分区标杆上网电价政策适用于2013年9月1日后备案(核准),以及2013年9月1日前备案(核准)但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目;电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴之外的分布式光伏发电项目。
光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准,期限原则上为20年。
20110724发改价格〔2014〕1594号-关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知
(一)2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、我委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目,上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税,下同)。
(二)2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目,以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目,除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外,其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。
20100402发改价格〔2010〕653号-关于宁夏太阳山等四个太阳能光伏电站临时上网电价的批复
核定宁夏发电集团太阳山光伏电站一期、宁夏中节能太阳山光伏电站一期、华电宁夏宁东光伏电站、宁夏中节能石嘴山光伏电站一期发电项目临时上网电价为每千瓦时1.15元(含税)
20080721发改价格〔2008〕1868号-关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明 太阳能光伏电站上网电价的批复
一、核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元(含税)。
2008年至今
两次批复电价
两次特许权招标
八次发布标杆电价(指导电价)
十一个电价文件
十三次电价调整
中国光伏发电上网电价
每kWh
从4元到全面平价
(直接执行当地燃煤发电基准价)
每次光伏发电电价调整
都是中国光伏发展的里程碑节点
2008年国家发改委第一次明确项目光伏上网电价:每千瓦时4元(含税)
2008年7月21日,国家发改委发改价格〔2008〕1868号文件中核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元(含税);
2020年3月31日,国家发改委发布I类资源区集中式光伏电站指导价每千瓦时0.35元(含税)。
国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知(发改价格〔2020〕511号 )文件中规定:将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.35元(含税,下同)、0.4元、0.49元。
导读-光伏制造行业规范条件 ↓↓↓
- 工信部:《光伏制造行业规范条件(2021年本)》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法(2021年本)》20210311
- 公开征求对《光伏制造行业规范条件(2020年本)》(征求意见稿)的意见 20200529
- 工信部关于开展光伏制造 锂离子电池 印制电路板行业规范公告工作的通知(工电子函〔2019〕75号)20190214
- 工信部公告《光伏制造行业规范条件(2018年本)》20180115
- 20150325工业和信息化部公告《光伏制造行业规范条件(2015年本)》
- 20131012工信部电子〔2013〕405号-关于印发《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》的通知
- 20130916工业和信息化部-制定《光伏制造行业规范条件》(2013年本)
企业名单
- 工信部公告2020第46号:符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第九批)/撤销企业名单(第四批)20201117
- 工信部公告2019第64号:符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第八批)/撤销企业名单(第三批) 20191231
- 20181229工信部2018第72号-符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第七批)、撤销光伏制造行业规范公告企业名单(第二批)、6家光伏制造规范企业变更公告信息予以公告
- 20180302工电子函〔2018〕107号-关于开展光伏制造行业规范公告申报工作的通知
- 20170704公示拟公告的符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第六批)
- 20170609工业和信息化部-关于拟撤销光伏规范公告企业名单(第一批)的公示
- 20160522工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第五批)
- 20150820工业和信息化部-公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第四批)
- 20141120工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第三批)
- 20140623工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第二批)
- 20131230工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单(第一批)
导读-光伏发电“领跑者”计划:
标签: 光伏发电“领跑者”计划、 光伏领跑实施、 光伏领跑监测
基地 | # | 容量(MW) | # | 招标时间及结果 | # | 并网时间 |
第三批:2017年领跑基地 | 5000 | |||||
山西大同二期 | 500 | |||||
山西寿阳 | 500 | 20181230 | ||||
陕西渭南 | 500 | 20181220 | ||||
河北海兴 | 500 | 20180211 | 20181228 | |||
吉林白城 | 500 | 20181220 | ||||
江苏泗洪 | 500 | 20181228 | ||||
青海格尔木 | 500 | 20181229 | ||||
内蒙古达拉特 | 500 | 20181210 | ||||
青海德令哈 | 500 | 20181224 | ||||
江苏宝应 | 500 | 20181228 | ||||
2017年技术领跑基地 | 1500 | |||||
江西上饶 | 500 | |||||
山西长治 | 500 | |||||
陕西铜川 | 500 | |||||
第二批:2016年领跑基地 | 5500 | |||||
冬奥会光伏廊道 | 500 | 20181119 | ||||
阳泉采煤沉陷区 | 1000 | 20180928 | ||||
芮城县 | 500 | 20180707 | ||||
包头采煤沉陷区 | 1000 | 20181210 | ||||
乌海采煤沉陷区 | 500 | 20180629 | ||||
两淮采煤沉陷区 | 1000 | 20180927 | ||||
济宁汶上采煤沉陷区 | 500 | 20180622 | ||||
新泰采煤沉陷区 | 500 | 20170929 | ||||
第一批:光伏领跑基地 | 1000 | |||||
大同一期 | 1000 | 2016年6月 |
领跑者相关文件
20181128国能综通新能〔2018〕168号-关于光伏发电领跑基地奖励激励有关事项的通知
20171229国能发新能〔2017〕88号-国家能源局关于2017年光伏发电领跑基地建设有关事项的通知
20171130国能发新能〔2017〕76号-国家能源局关于公布2017年光伏发电领跑基地名单及落实有关要求的通知
20171122国家能源局-2017年光伏发电领跑基地优选结果公示
20170922国能发新能〔2017〕54号-关于推进光伏发电“领跑者” 计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知
20160603国能新能〔2016〕166号-关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知
导读结束-光伏发电“领跑者”计划:
序 | 省份+发文单位 | # | 公示 | # | 公告 |
17 | 安徽省能源局-风电 | 20181228 | |||
16 | 宁夏自治区发改委 | 20181112 | 20181226 | ||
8 | 上海市发改委-光伏 | 20181225 | |||
15 | 江西省能源局 | 20181224 | |||
14 | 吉林省能源局 | 20190107 20181221 |
|||
13 | 山西省能源局 | 20181219 | |||
12 | 陕西省能源局 | 20181212 | |||
11 | 湖北省发改委 | 20181212 | |||
10 | 甘肃省发改委 | 20181204 | |||
9 | 黑龙江省发改委 | 20181203 | |||
8 | 上海市发改委-风电 | 20181130 | |||
7 | 辽宁省发改委 | 20181123 | |||
6 | 福建省发改委 | 20181119 | |||
5 | 广西发改委 | 20181115 | |||
4 | 北京市发改委 | 20181102 | |||
3 | 天津市发改委 | 20181102 | |||
2 | 云南省能源局 | 20181101 | |||
1 | 海南省发改委 | 20181031 |
导读-光伏扶贫
- 国土资源部关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见(国土资规〔2017〕8号)20170925
- 国土资源部关于发布《光伏发电站工程项目用地控制指标》的通知 (国土资规〔2015〕11号)20151202
- 国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知 (林资发〔2015〕153号 )20151127
- 国土资源部等六部委关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见(国土资规〔2015〕5号)20150918
光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的,对不占压土地、不改变地表形态的用地部分,可按原地类认定,不改变土地用途,在年度土地变更调查时作出标注,用地允许以租赁等方式取得,双方签订好补偿协议,用地报当地县级国土资源部门备案;对项目永久性建筑用地部分,应依法按建设用地办理手续。对建设占用农用地的,所有用地部分均应按建设用地管理。
各地光伏/风电用地政策
- 陕西发改委、自然资源厅关于规范光伏复合项目用地管理的通知(陕发改能新能源〔2020〕933号)20200708
- 海南关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知20200410
- 冀关于规范光伏复合项目用地管理有关事项的通知(冀发改能源〔2019〕1104号)20190813
- 广西能源局关于规范我区光伏发电站用地管理的通知(桂能新能〔2018〕23号)20180702
- 20180616鲁国土资规〔2018〕4号-关于保障和规范光伏项目用地管理的通知(附政策解读)
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